Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Конструкция, ТО и Р спецтехники
1. Особенности конструкции подъемных агрегатов.
Многие виды работ, выполняемые на скважинах, связаны с проведением спуско-подъемных операций. Эти работы выполняют при ликвидации аварий, при текущем и капитальном ремонте скважин.
Подъемные агрегаты: А-50У, А-50М, АзИНМАШ-37А, АПРС-32, АПРС-8- и т.д.
Для проведения спуско-подъемных операций используется подъемное оборудование, которое классифицируется:
- подъемные лебедки;
- подъемные установки или агрегаты (имеют лебедку, вышку, талевую систему и др.);
- комплекс подъемного оборудования (имеет лебедку, вышку, талевую систему, вертлюг, ротор, насос и др.)
- используемые только для спуско-подъемных операций;
- для спуско-подъемных операций в сочетании с другими видами работ: промывкой, разбуриванием цементных пробок и т. д.
- самоходные (автомобильные, тракторные);
- прицепные.
- малой грузоподъемности (до 32 т.);
- средней грузоподъемности (до 50 т.);
- большой грузоподъемности (от 80 т. и выше).
Основными узлами подъемной установки являются:
Устройство основных частей и механизмов
В основную передачу подъемных установок входят коробки отбора мощности, раздаточный редуктор и трансмиссия. Наиболее часто привод навесного оборудования установок производится от тягового двигателя транспортного средства через коробку передач и раздаточную коробку.
Коробка отбора мощности предназначена для передачи вращения на механизмы подъёмного блока.
Раздаточный редуктор осуществляет передачу и распределение мощности между системами и механизмами агрегата.
Трансмиссия служит для привода барабана лебедки и промывочного насоса
Гидроротор (буровой ротор с гидроприводом) Ротор предназначен для производства буровых работ (разбуривания цементных пробок), а также для механического свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб.
Гидросистема предназначена для обеспечения работы гидравлических домкратов и вспомогательного оборудования.
Домкрат гидравлический. Гидравлические телескопические домкраты представляют собой гидроцилиндры двухстороннего силового действия, предназначенные для подъема и опускания мачты.
Аутригер гидравлический. Гидравлические аутригеры предназначены для выравнивания агрегата на рабочей площадке и разгрузки торсионов автошасси. Лебедка обеспечивает выполнение функций подъема и опускания инструмента, а также выполняет роль опоры домкратов и мачты.
Вал передаточный служит для передачи вращения от трансмиссии на барабаны.
Барабан буровой предназначен для натяжения тягового каната при подъеме либо опускании тягового блока через систему роликов кронблока и талевого блока.
Барабан тартальный. Вал тартального барабана приводится во вращение от трансмиссии через звездочки (Z=31 и Z=18) цепной передачей.
Тормозная система. Тормозная система предназначена для оперативного останавливания барабанов лебедки в процессе работы агрегата и фиксации их в заторможенном состоянии. Тормоза на буровом и тартальном барабанах раздельные и независимые.
Канатоукладчик бурового барабана– устройство, обеспечивающее спокойное, без перехлестов, наматывание каната.
Телескопическая мачта состоит из нижней 3 и верхней 4 секций. Каждая секция сварена из труб, мачта транспортируется в собранном виде в горизонтальном положении. Поднимается она в рабочее положение гидравлическими домкратами
Противозатаскиватель и ограничитель подъема верхней секции мачты. Противозатаскиватель предназначен для ограничения хода талевого блока ”вверх” к кронблоку с целью исключения его удара об основание кронблока.
Талевая система состоит из талевого блока и кронблока. Талевый блок и кронблок имеют три и четыре ролика соответственно для обеспечения оснастки талевой системы 3х4.
Блок талевый. Талевый блок предназначен для уменьшения нагрузки на талевую систему при спуско-подъёмных операциях, а также для крепления на него инструмента и приспособлений, используемых при освоении и ремонте скважин.
Рама агрегата сварена из профильного проката. Верхняя плоскость рамы закрыта листами рифленой стали, образующими настил. Рама агрегата крепится к раме автошасси при помощи кронштейнов и подрамника. На раме крепятся механизмы агрегата.
2. Особенности конструкции насосных агрегатов.
Насосные установки используются при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин.
При строительстве скважин производят крепление (цементирование), испытание на продуктивность и опрессовку.
Крепление осуществляется путем закачки цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны цементировочными насосами.
Для определения качества цементирования обсадной колонны последняя проверяется на герметичность способом опрессовки, путем закачивания в колонну воды под давлением.
При ремонте скважин наиболее распространенными работами являются промывка призабойной зоны скважин, кислотная обработка скважин, гидропескоструйная перфорация и гидравлический разрыв пласта.
Промывка призабойной зоны осуществляется с целью удаления песка, вынесенного нефтью из коллектора. Наиболее часто применяют обратный способ промывки скважин, при этом в качестве промывочных используют насосно-компрессорные трубы. Промывочная жидкость нагнетается насосной установкой в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной труб и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам.
Кислотная обработка призабойной зоны скважины проводится с целью улучшения коллекторских свойств, путем растворения в соляной кислоте карбонатных пород песчаников и других пород. Установки для кислотной обработки скважин в основном имеют тоже устройство, что и агрегаты для промывки скважин. Отличаются они большим давлением, создаваемым насосом, наличием на установке цистерны для транспортировки промывочного раствора, кроме того, поверхности установки, которые соприкасаются с кислотой (внутренняя поверхность цистерны, коллектора насоса, фланец с патрубком) гуммированы.
В зависимости от назначения насосные агрегаты подразделяются на: промывочные для нагнетания холодной и горячей воды, нагнетания горячей нефти, нагнетания агрессивных жидкостей (соляной кислоты, углекислоты); установки для гидравлического разрыва пласта; цементировочные агрегаты и бустерные насосно-компрессорные установки для нагнетания газожидкостных смесей.
Насосные агрегаты монтируются на тракторной, либо автомобильной транспортной базе.
В качестве промывочного агрегата широко применяется транспортный агрегат ЦА-320А. Насосная установка смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-257. На раме автомобиля установлено следующее оборудование: поршневой цементировочный насос–9Т, водяной насос , двигатель привода водяного насоса, мерный бак , манифольд, трубы и шарнирные кольца разборного трубопровода. Привод насоса осуществляется от двигателя автомобиля посредством коробки отбора мощности, установленной на фланце раздаточной коробки автомобиля. Насос соединен с коробкой отбора мощности карданным валом.
Агрегат снабжен дополнительным оборудованием:
- гофрированным четырехдюймовым резиновым шлангом для забора насосом 9Т цементного раствора из цементного бака;
- двумя резиновыми двухдюймовыми шлангами, один из которых монтируется для подачи жидкости от водяного насоса в цементосмеситель, а второй – для установки на насос 9Т вместо жесткой трубы сброса при зарядке насоса;
- бачком с ситом для приема цементного раствора из цементосмесителя.
Устройство насосов
Основным узлом агрегатов являются насосы, которые подразделяются по способу работы на насосы одностороннего действия (нагнетание происходит при одностороннем движении нагнетательного органа)- это, как правило, плунжерные насосы, и насосы двухстороннего действия (нагнетание происходит при движении нагнетательного органа в обе стороны) – это поршневые насосы.
По конструкции наиболее часто используются горизонтальные насосы с числом поршней или плунжеров два или три.
Насос состоит из двух основных частей – приводной и гидравлической и системы смазки шатунно-крейцкопфной группы. Приводная часть (механическая часть насоса) служит для преобразования вращательного движения приводного вала в возвратно-поступательное движение поршней. Гидравлическая часть служит для обеспечения нагнетания насоса. Система смазки предназначена для обеспечения смазки тяжелонагруженных деталей насоса: подшипников эксцентрикового вала и крейцкопфов.
Насос двухпоршневой, двухстороннего действия – 9Т состоит из станины, в которой расположена приводная часть, и клапанной коробки – гидравлической части.
Поршневой насос КМ-11Т – трехпоршневой, двухстороннего действия, горизонтальный. Приводная часть насоса отличается от конструкции насоса двухпоршневого, двухстороннего действия – 9Т зубчатой передачей крутящего момента от трансмиссионного вала на эксцентриковый вал. Эксцентриковый вал выполнен из двух самостоятельных частей. Одна часть имеет шестерню и два эксцентрика, другая – шестерню и один эксцентрик, обе части вала вращаются в роликоподшипниках.
Гидравлическая часть насоса укомплектована трехцилиндровой клапанной коробкой.
Плунжерный насос 4ЦР-700, одностороннего действия отличается от рассмотренных выше гидравлической частью. Используется в установках для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов. Насос состоит из станины, приводной и гидравлической частей, шатунно-крейцкопфной группы и системы смазки.
Плунжеры имеют хромированную рабочую поверхность и снабжены самоуплотняющимися резиновыми манжетами. Снизу к клапанной коробке крепится болтами приемный коллектор. Смазка деталей приводной части осуществляется разбрызгиванием из маслосборного лотка, смазка плунжеров производится через пресс-масленки.
Привод насосной установки часто осуществляется от силового агрегата транспортной базы (насосные установки УНТ-100250, УН1-100200, УНЦ1-160500К, ЦА-320А и др.) через механическую трансмиссию либо от специального силового агрегата (дизеля) (насосные установки УНБ2-630500, ЗЦА-400А, УН1-630700, ПНА-2М, и др.).
В настоящее время широкое распространение получают насосы с гидрообъемным приводом, что позволяет осуществлять в широком диапазоне бесступенчатое автоматическое регулирование режима работы насосной установки, а также дистанционное управление установкой оператором с центрального пульта.
3. Особенности конструкции смесительных агрегатов.
При освоении скважин, их капитальном ремонте про водят такие операции как цементирование нефтяных и газо вых скважин, гидроразрыв пласта, ремонтно-изоляционные работы. Эти работы требуют специального оборудования, позволяющего аккумулировать и транспорти ровать сухие тампонажные материалы к месту проведения работ, готовить растворы заданной консистенции.
В комплекс оборудования входят смесительные уста новки, которые обычно работают в паре с цементировоч ными агрегатами.
Смесительные установки предназначены для приготов ления цементных растворов и различных тампонажных сме сей, могут быть использованы для приготовления из глино-порошков нормальных и утяжеленных промывочных жидко стей, для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных устано вок при гидроразрыве нефтяных и газовых пластов и гидро пескоструйной перфорации.
С применением смесительных установок происходит механизация трудоемких работ, повышается качество приго товляемых растворов, ликвидируются потери цемента. Клас сификация смесительных установок можно представить следующим образом:
По целевому назначению:
По типу транспортной базы :
По типу привода навесного оборудования:
По типу применяемого двигателя:
Установка работает совместно с цементировочным аг регатом, от насоса которого к смешивающему устройству подводится вода.
Оборудование установки монтируется на шасси автомо биля КрАЗ-250 или КрАЗ-250К и состоит из:
бункера;
коробки отбора мощности;
трансмиссии;
загрузочного конвейера;
дозировочного конвейера;
смешивающего устройства;
системы управления;
вспомогательного оборудования
смесительное устройство (гидравлического или пнев матического типа);
винтовой конвейер;
компрессор.
На скважину смесительная установка посту пает уже загруженная тампонажным материалом. Перед ра ботой установка ставится на домкраты, проверяется ее горизонтальность.
При необходимости бункер загрузочным шнеком догружается тампонажным материалом. После этого подво дящий патрубок смешивающего устройства соединяется с напорной линией водоподающего насоса цементировочного агрегата, а само смешивающее устройство присоединяется к фланцу приемной камеры .
Сухой материал из бункера двумя дозировочными шнеками подается к приемной камере и смешивающему устройству гидровакуумного типа.
Жидкость поступает от водоподающего насоса насосной установки. В камере смешивающего устройства создает ся разряжение, благодаря чему идет подсасывание тампонажного материала в сливную трубу, где он перемешивает ся.
Готовый раствор подается в приемный бачок насосной установки. Для предупреждения затвердения материала в бункере в процессе работы необходимо периодически включать на несколько секунд пневмовибратор .
Оборудование смонтировано на шасси автомобиля.
4. Особенности конструкции компрессорных агрегатов
Компрессорные установки применяют в тех случаях, когда необходимо подать сжатый воздух в нефтяные сква жины при их освоении, опрессовке, временной эксплуата ции и при выполнении других работ, где возникает необхо димость в сжатом воздухе.
Классификация компрессорных установок:
По виду транспортной работы
По принципу действия
По типу привода
По давлению всасывания
По развиваемому давлению
По расположению осей цилиндров
По конструктивному использованию
По характеристике сжимаемого газа
Компрессорные установки различают:
Компрессорная станция состоит из:
компрессора;
силового агрегата;
холодильников;
воздухопровода;
системы охлаждения;
системы автоматики.
Все агрегаты смонтированы на общей раме, которая крепится на шасси автомобиля КрАЗ-257. Станция уком плектована сборным трубопроводом для подключения ее к скважине.
Работа компрессорной станции
Во время всасывания воздух через воздушный фильтр и всасывающие клапаны попадает в рабочую полость цилинд ра 1-ой ступени.
После сжатия в цилиндре, воздух через нагнетательные клапаны выталкивается в холодильник 1-ой ступени, кото рый установлен на компрессоре, затем охлаж денный воздух направляется в цилиндр II ступени и т.д. После последней IV ступени также устанавливается холо дильник. В холодильниках для отделения частиц жидкости и масла предусмотрены полости, откуда конденсат и масло удаляются путем периодической продувки.
Привод компрессора осуществляется от дизеля через редуктор, карданный вал и муфту сцепления
Автоцистерны предназначены для транспортировки жидкости к насосным и смесительным установкам при гид равлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфора ции, солянокислотных обработках, закачке ингибиторов коррозии, солеотложении, при цементировании скважин, проведении промывочно-продавочных работ.
Автомобильные цистерны классифицируют:
По виду выполняемых работ
По типу транспортной базы
По количеству цистерн
Автоцистерны применяют и для транспортировки топ лива, смазочных материалов, а также заправке техники, эксплуатируемой на нефтепромыслах.
Еще одной сферой использования цистерн является тепловая обработка призабойной зоны - один из методов повышения продуктивности скважины. Тепловая обработка или термообработка (ТО) заключается в прогреве призабой ной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.
Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне происходят при добыче нефти с высоким содержанием этих компонентов в условиях близости пластовой температуры и температуры насыщения (кристаллизации) парафина и охлаждения при забойной зоны ниже этой температуры. Приток газирован ной нефти, сопровождающийся снижением во времени де бита скважины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает необходимость стационарного подогрева или пе риодического циклического повторения обработок. Про должительность цикла может быть установлена из условия минимума расходов, связанных с потерей в добыче нефти осуществлением обработок.
Сущность метода обработки теплоносителем заключа ется в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до ос тывания) и достаточно полным извлечением его из пласта.
Для тепловой обработки призабойной зоны использу ются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, ППУА-1600/100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных лини ях.
Следовательно все автоцистерны по виду выполняемых работ можно разделить на три группы.
1. Установки для транспортировки жидкостей на сква жины (автоцистерны ЦР-7АП; АЦН-7,5-5334; АЦН-11-257; 4ЦР; АЦ-10; АЦ-4,1; ППЦ-23).
Они обычно состоят из:
цистерны;
насосного блока с приводом;
манифольда.
Они состоят из:
цистерны;
системы выдачи масла и промывочной жидкости;
системы выдачи подогрева и солидола;
солидолонагнетателя.
Они включают в себя:
цистерну;
топливный и водяной насосы;
топливный бак;
силовую передачу;
магистральные трубопроводы.
6. Капитальный ремонт скважин. Работы, выполняемые при капитальном ремонте скважин.
Капитальный ремонт скважин (КРС) - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидаци ей аварий, спуском и подъемом оборудования при раздель ной эксплуатации и закачке, а также с ликвидацией сква жин. По классификатору к капитальному ремонту скважин относят работы следующих видов:
КР1 - ремонтно-изоляционные работы, в том числе: КР1-1 -отключение отдельных обводненных интервалов пласта; КР1-2 -отключение отдельных пластов; КР1-3 - ис правление негерметичности цементного кольца; КР1-4 на ращивание цементного кольца за эксплуатационной проме жуточной колонной и кондуктором;
КР2 - устранение негерметичности эксплуатационной колонны, в том числе: КР2-1 - тампонированием; К.Р2-2 - установкой пластыря; К.Р2-3 - спуском дополнительной об садной колонны меньшего диаметра;
КРЗ - ликвидация аварий, допущенных в процессе экс плуатации или ремонта, в том числе: КРЗ-1 - извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в про цессе эксплуатации; КРЗ-2 - ликвидация аварий с эксплуа тационной колонной; КРЗ-3 - очистка забоя и ствола сква жины от металлических предметов; КРЗ-4-прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации сква жин; КРЗ-5 - ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин;
КР4 - переход на другие горизонты и приобщение пла стов, в том числе: КР4-1 - переход на другие горизонты; КР4-2 - приобщение пластов;
КР5 - внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одно временно-разделенная закачка (ОРЗ), установка пакеров-отсекателей;
КР6 - комплекс подземных работ, связанных с бурени ем, в том числе: КР6-1 - зарезка вторых стволов; КР6-2 -бурения цементного стакана; КР6-3 - фрезерование башма ка колонны с углублением ствола горной породы; К.Р6-4 -бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин;
КР7 - обработка призабойной зоны в том числе: КР7-1-проведение кислотной обработки; КР7-2 - проведение гид роразрыва пласта (ГРП); КР7-3 - проведение гидропескост руйной перфорации (ГПП); КР7-4 - виброобработка приза бойной зоны; КР7-5 - термообработка призабойной зоны; КР7-6 - промывка призабойной зоны растворителями; КР7-7 - промывка призабойной зоны раствором ПАВ, КР7-8 -обработка термогазохимическими методами; КР7-9 - прочие виды обработки призабойной зоны; КР7-10 - выравнивание профиля приземистости нагнетательных скважин; 1СР7-11 -дополнительная перфорация и торпедирование ранее про стреленных интервалов;
КР-8 - исследование скважин, в том числе: КР8-1 - ис следование характера насыщенности и выработки продук тивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах; КР8-2 -оценка технического состояния скважин, обследование скважины;
КР-9 - перевод скважин на использование по другому назначению, в том числе: КР9-1 - освоение скважин под нагнетательные; КР9-2 - перевод скважин под отбор техни ческой воды; КР9-3 - перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические; КР9-4 - перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха;
КР-10 - ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, в том числе: КР10-1 - оснащение паро- и возду-хонагнетательных скважин противопесочным оборудовани ем; КР10-2- промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок;
КР11 - консервация и расконсервация скважин;
КР12 - ликвидация скважин;
КР13 - прочие виды работ.
При капитальном ремонте скважин подготовительный комплекс включает работы по передислокации ремонтного оборудования, планировке территории рабочей зоны, глу шению скважины, монтажу подъемных установок, разборке устьевого оборудования, подъему скважинного оборудова ния и доставке на ремонтную базу, очистке штанг и труб от парафинисто-смолистых и солевых отложений, смене экс плуатационных НКТ на технологические (рабочие) НКТ или бурильные трубы, завозу в циркуляционную систему и резервные емкости технологической жидкости. Так же как и при текущем ремонте проверяют техническое состояние оборудования устья скважины, колонной головки и прово дят необходимый ремонт. Исследуют состояние эксплуата ционной колонны и ствола скважины, скважинного обору дования, наличие посторонних предметов, определяют глу бину забоя и уровень жидкости. При непрохождении шаб лона-печати до забоя скважины дальнейшие работы опреде ляют в зависимости от результатов обследования поднятого шаблона-печати. При прохождении шаблона-печати до за боя скважину промывают. Выполняют также запланирован ные промыслово-геофизические и гидромеханические ис следования скважины. В случае негерметичности эксплуатационной колонны или наличия межпластовых перетоков проводят восстановительные работы по устранению негер метичности колонны или цементного кольца и исследова ния по определению качества проведенных работ. Если не герметичность колонны определена до начала ремонта или одним из планируемых видов ремонта является наращива ние цементного кольца, то после подготовки ствола сква жины устанавливают разделительный мост ниже предлагае мого места нарушения герметичности или верхнего уровня цементного кольца за колонной. После чего выполняют не обходимые исследования и восстановительные работы и разбуривают разделительный мост.
При отсутствии твердых отложении на стенках экс плуатационной колонны, посторонних предметов в скважи не, дефектов и при герметичности колонны проводят другие работы по ремонту скважин, осуществлению геолого-технических мероприятий и исследованию скважин. Все работы по капитальному ремонту скважины завершают очи сткой стенок колонны и забоя от возможных в процессе ре монта отложений твердых частиц с обязательной сменой жидкости, заполняющей скважину.
На заключительном этапе проводят смену технологиче ских НКТ или бурильных труб на эксплуатационные НКТ, монтаж и спуск скважинного оборудования, сборку устьевой арматуры, пуск и освоение скважины, демонтаж подъемной установки со вспомогательным оборудованием, вывоз отра ботанной жидкости и труб, очистку территории рабочей зо ны от посторонних предметов и ее планировку.
Перед спуском ЭЦН, гидропоршневых и электродиа-фрагменных насосов, газлифтного оборудования шаблони-руют колонны. Нагнетательную скважину перед ремонтом останавливают на несколько дней. Продолжительность ос тановки определяется темпом снижения пластового давле ния. В случае превышения пластового давления гидроста тического скважину перед ремонтом глушат. В остальном последовательность работ аналогична последовательности работ, выполняемых при ремонте нефтяных скважин.
7. Текущий ремонт скважин. Работы, выполняемые при текущем ремонте скважин.
Текущий ремонт скважин (ТРС) - это комплекс работ по восстановлению работоспособности и устьевого оборудо вания, изменению режима эксплуатации скважины, очистке подъемной колонны и забоя от парафинистосмолистых от ложений, солей и песчаных пробок.
По классификатору приняты следующие обозначения видов работ при текущем ремонте скважин.
ТР1- оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию из бурения, освоения, бездейст вия, консервации, в том числе: ТР1-1 - ввод фонтанных скважин; ТР1-2 - ввод газлифтных скважин; ТР1-3 ввод скважин, оборудованных скважинными штанговыми насо сами (ШСН); ТР1-4 ввод скважин, оборудованных центро бежными электронасосами (ЭЦН);
ТР2 - перевод скважин на другой способ эксплуата ции, в том числе; ТР2-1 - с фонтанного на газлифтный; ТР2-2 - с фонтанного на ШСН; ТР2-3 - с фонтанного на ЭЦН; ТР2-4 - с газлифта на ШСН; ТР2-5 - с газлифта на ЭЦН; ТР2-6 - с ШСН на ЭЦН; ТР2-7 - с ЭЦН на ШСН; ТР2-8 - с ШСН на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ); ТР2-9 - с ЭЦН на ОРЭ; ТР2-10 - прочие виды пере водов;
ТРЗ - оптимизация режима эксплуатации, в том числе: ТРЗ-1 - изменение глубины подвески, смена типоразмера ШСН; ТРЗ-2 -изменение глубины подвески, смена типо размера ЭЦН; ТРЗ-3 - изменение режима работы газлифт-ного подъемника заменой скважинного оборудования;
ТР4 - ремонт скважин, оборудованных ШНС, в том числе: ТР4-1 - ревизия и смена скважинного насоса; ТР4-2 -устранение обрыва штанг; ТР4-3 - устранение отвинчивания штанг; ТР4-4-замена штанг; ТР4-5-замена полированного штока; ТР4-6-замена, опрессовка и устранение негерметич ности насосно-компрессорных труб (НКТ); ТР4-7 - очистка и пропарка НКТ; ТР4-8 - ревизия, смена устьевого оборудо вания;
ТР5- ремонт скважин, оборудованных ЭЦН, в том числе: ТР5-1 - ревизия и смена насоса; ТР5-2 - смена элек тродвигателя; ТР5-3 - устранение повреждения кабеля; ТР5-4 - ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ; ТР5-5 - очистка и пропарка НКТ; ТР5-6 - ревизия, смена устьевого оборудования;
ТР6 - ремонт фонтанной скважины, в том числе: ТР6-1 - ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ; ТР6 -2 - очистка и пропарка НКТ; ТР6-3 - смена, ре визия устьевого оборудования;
ТР7 - ремонт газлифтных скважин, в том числе:
ТР7-1 -ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ;
ТР7 -2 - очистка и пропарка НКТ;
ТР7-3 - ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов; ТР7-4 - ревизия, смена устьевого оборудования;
ТР8 - ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин;
ТР9 - очистка, промывка забоя скважин, в том числе: ТР9-1 - промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ; ТР9-2 - обработка забоя химическими реагентами;
ТР10 - опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования;
ТРИ - прочие виды работ.
Подготовительный комплекс работ при текущем ре монте скважин включает работы по передислокации ре монтного оборудования, планировке территории рабочей зоны, глушению скважины, монтажу подъемных установок и разборке устьевого оборудования.
К основным видам работ относят спуск и подъем скважинного оборудования, спуск и подъем колонны НКТ для промывки скважин, очистку устьевой арматуры, труб и штанг от парафинисто-смолистых и солевых отложений; смену труб и штанг, монтаж и демонтаж устьевого оборудо вания ПСН и ЭЦН, работы по ремонту оборудования устья скважины (трубной и колонной головок).
Ремонт скважин выполняют в определенной последова тельности. Если предусмотрено изменение глубины подвес ки скважинного оборудования, то осуществляют спуск и подъем необходимо числа НКТ. При обрыве или отвинчи вании штанг проводят подъем верхней части колонны штанг, извлечение с помощью ловильного инструмента нижней части колонны штанг с последующим спуском пол ного комплекта штанг.
Полный подъем скважинного оборудования, его де монтаж и доставку на ремонтную базу осуществляют при замене скважинного оборудования (насоса, труб), смене способа эксплуатации, очистке забоя и подъемной колонны от парафина и солевых отложений, а также песчаных про бок. В этом случае проверяют оборудование устья скважины (колонную головку), обвязывающее колонны обсадных труб и герметизирующее межколонные пространства. При необходимости выполняют ремонт, так как при неисправном оборудовании устья скважины проведение дальнейших ре монтных работ не разрешается. Замену НКТ и штанг на но вые проводят после отработки их ресурса.
Если требуется очистка эксплуатационной колонны от парафинисто-смолистых и солевых отложений или ликви дация песчаной пробки, то вначале скважины обследуют спуском шаблона-печати с целью определения глубины за боя и уровня жидкости, проверяют состояние эксплуатационной колонны и ствола скважины. Затем очищают колон ну от отложений и песчаной пробки. При спуске ЭЦН, гидропоршневого и электродиафрагменного насосов, газ-лифтного оборудования проверяют проходимость эксплуа тационной колонны спуском на кабеле шаблона соответст вующего диаметра и длины до глубины спуска оборудова ния. В газлифтных и гидропоршневых скважинах замену клапанов и насоса проводят без подъема НКТ. Заключи тельный комплекс работ заканчивают сдачей скважины в эксплуатацию.
8. Подземный ремонт скважин. Работы, выполняемые при подземном ремонте скважин.
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно подразделить на три последовательных этапа: подго товительные работы, спускоподъемные операции и заклю чительные работы.
Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготови тельных работ проверяют состояние вышки (мачты), цен тровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при необходимо сти ремонтируют площадку у устья скважины и мостики. Доставляют к скважине необходимое оборудование - трубы, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Вы полняют оснастку и разоснастку талевой системы. При от сутствии вышки или мачты к скважине доставляют пере движной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центробежными электронасосами устанавливают кабеленамыватель, закреп ляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат.
Спускоподъемные операции неизбеж ны при ремонте скважин и связаны они с подъемом и спус ком труб, а при насосной эксплуатации - штанг.
Спускоподъемные операции являются трудоемкими и в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80% всего времени затрачиваемого на ремонт, то есть фактически эти работы определяют общую продолжительность текущего ремонта.
При спуске труб необходимо тщательно шаблонировать каждую из них, очищать резьбу трубы щеткой от грязи и песка, смазывать графитовой смазкой. Крепить трубы надо до отказа. Нельзя допускать спуск в скважину дефектных труб, то есть не герметичных, с поврежденной резьбой, кривых и помятых. Во избежание задевания торцов муфт за внутренний край эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими ворон ками.
Спуск и подъем насосных штанг проводят так же, как и труб только на более высоких скоростях ввиду их меньшей массы, чем насосно-компрессорных труб. Поднятые штанги укладывают на мостки и между ними прокладывают дере вянные рейки. Укладываемые штанги должны иметь не ме нее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг и соприкоснове ние с грунтом не допускаются.
Для облегчения работы во время спуска штанг обратно в скважину, каждый последующий их ряд должен быть вы двинут к устью скважины против предыдущего ряда на 15-20 см. Обнаруженные при подъеме дефектные штанги от кладывают в сторону и по окончании ремонта убирают с мостков. Перед спуском насосных штанг в скважину каж дую из них тщательно осматривают. Не допускается смеши вание штанг, изготовленных из сталей различных марок. При спуске ступенчатой колонны необходимо строго при держиваться данных наряда. Перед свинчиванием резьбу тщательно очищают и смазывают графитовой смазкой, а затем закрепляют до отказа.
Отбракованные штанги доставляют на базу, где после сортировки наиболее сохранившиеся штанги отбирают для применения их в неглубоких скважинах при небольших нагрузках.
Для составления колонны насосных штанг строго опре деленной длины применяют штанги укороченной длины. Свинчивание и развинчивание насосно-компрессорных труб во время спускоподъемных операций выполняют с помо щью автоматов АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя, АПР-ГП с гидроприводом, механическим ключом КМУ-32 и КМУ-50 грузоподъемностью 32 и 50 т, КМУ-ГП с гидро приводом. При ремонте скважин с погружными центробеж ными электронасосами широкое применение получили ключи КМУ.
Для свинчивания и развинчивания насосных штанг ис пользуют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т.
Заключительные работы. По окончании подземного ремонта скважины выполняют заключительные работы, которые состоят из сборки устьевого оборудования. На скважинах, оборудованных насосами, собирают устьевой самоустанавливающийся сальник типа СУС1 и СУС2, со единяют устьевой шток с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески. На фонтанной, компрессорной и эксплуатирующейся погружными центро бежными электронасосами скважинах собирают устьевую арматуру, проводят ее обвязку с выкидной линией.
После ремонта скважины бригада разбирает талевую систему с подъемным крюком, открепляет ходовой конец талевого каната с барабана подъемника, собирает инстру мент, укладывает его на тележку для перевозки на другую скважину.
В случае ремонта скважины передвижным агрегатом бригада открепляет оттяжки вышки, поднимает крюкоблок на высоту, обеспечивающую его укладку на вышку, с помо щью выносного пульта управления размещает вышку в транспортное положение и прикрепляет к передней опоре, укладывает оттяжки, завинчивает до отказа винтовые дом краты ног задней опоры, поднимает их и фиксирует в верх нем положении. Затем открепляет заземляющий провод аг регата, переключатель основного пульта управления уста навливает в положение "отключено", выносной пульт укла дывает в ящик для кабеля. После этого агрегат готов к пе реезду на другую скважину.
9. Планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта нефтегазопромысловой техники. Реализация системы ППР.
Планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий, проводимых в плановом порядке для обеспечения работоспособности и исправности спецагрегатов в течение всего срока их службы, при соблюдении заданных условий и режимов эксплуатации.
При организации технического обслуживания и ремонта импортной спецтехники следует руководствоваться требованиями эксплуатационной и ремонтной документации фирм-изготовителей спецтехники, а также Типовыми технологиями ТО, постовыми картами текущего ремонта спецагрегатов.
Система планово-предупредительного текущего обслуживания и ремонта спецтехники основана на обязательном планировании, подготовке и проведении соответствующих видов технического обслуживания и ремонта каждого спецагрегата, находящегося в эксплуатации с заданной последовательностью и периодичностью.
Управление системой ТО и ТР спецтехники состоит из четырех этапов: планирование, учет, организация и контроль.
Для обеспечения исправного состояния спецтехники проводятся следующие виды технических воздействий: техническое обслуживание (ТО), ремонт и диагностика.
Техническое обслуживание спецтехники подразделяемся на следующие виды: техническое обслуживание при эксплуатационной обкатке нового или отремонтированного агрегата; ежедневное (ежесменное) техническое обслуживание (ЕО); первое техническое обслуживание (ТО-1); второе техническое обслуживание (ТО-2); третье техническое обслуживание (ТО-3); сезонное техническое обслуживание (СО).
Диагностика является составной частью планово-предупредительной системы 'ГО и ТР, проводился с целью определения и прогнозирования технического состояния спецтехники, ее узлов и агрегатов без разборки.
Ремонт, в соответствии с назначением, характером и объемом выполняемых работ, разделяется на текущий и капитальный.
10. Техническое обслуживание специальной нефтегазопромысловой техники. Виды ТО
Техническое обслуживание спецтехники проводят в планово-предупредительном порядке. Данная система ТО предусматривает обязательное выполнение установленного объема работ по обслуживанию через строго определенные сроки работы спецтехники (в моточасах или километрах пробега).
Техническое обслуживание включает уборочно-моечные, очистные, заправочные, смазочные, крепежные, регулировочные и котрольно-диагностические работы, выполняемые, как правило, без снятия узлов и агрегатов со спецтехники. Если при ТО нельзя убедиться в. полной исправности отдельных узлов и агрегатов, то их снимают со спецтехники для контроля на приборах и стендах.
Техническое обслуживание спецтехники подразделяемся на следующие виды:
техническое обслуживание при эксплуатационной обкатке нового или отремонтированного агрегата;
ежедневное (ежесменное) техническое обслуживание (ЕО));
первое техническое обслуживание (ТО-1);
второе техническое обслуживание (ТО-2);
третье техническое обслуживание (ТО-3);
сезонное техническое обслуживание (СО).
Техническое обслуживание спецтехники при эксплуатационной обкатке проводится в период подготовки к обкатке, в процессе обкатки и по окончании обкатки согласно документации завода-изготовителя.
ЕО предназначено для подготовки спецтехники к работе и обеспечения ее работоспособности в течение смены.
При ЕО выполняются уборочные, моечные, очистные работы, общий контроль над состоянием спецоборудования и его укомплектованностью, осмотр агрегатов и систем спецоборудования монтажной базы, определяющих безопасность использования и движения спецагрегатов. ЕО позволяет непрерывно контролировать работу спецтехники, своевременно выявлять и предупреждать неисправности, поддерживать нормальное функционирование агрегатов.
Периодические ТО (ТО-1, ТО-2, ТО-3) выполняются после определенной наработки агрегатов и оборудования спецтехники. Главная цель их состоит в предупреждении ускоренного износа деталей, узлов, агрегатов и механизмов спецтехники, в проверке и восстановлении регулировок узлов и рабочих органов, обеспечении экономичности и безопасности их работы.
ТО-1 включает все работы по ЕО и дополнительно крепежно-смазочные, контрольно-диагностические и регулировочные работы, проводимые без снятия агрегатов и их разборки.
ТО-2, кроме операций ЕО и ТО-1, предусматривает выполнение контрольно-диагностических, регулировочных и смазочных работ в большом обьеме с частичной разборкой узлов и агрегатов. Отдельные агрегаты могут сниматься со спецагрегата и проверяться на специализированных приборах.
При ТО-3, кроме операций ЕО, ТО-1 и ТО-2, проводится дополнительный объем работ по узлам и системам агрегатов, не вошедший объем в эти виды обслуживания.
СО проводится два раза в год для подготовки спецтехники к работе в условиях осенне-зимнего и весенне-летнего периодов.
СО совмещается с очередным ТО (ТО-2, ТО-3) и выполняется в обьеме, предусмотренном технологией СО.
При СО проводится промывка и проверка гидравлических, пневматических, топливных и масляных систем, замена масел в двигателе и картерах других узлов и агрегатов в соответствии с сезоном, укомплектование средствами обогрева и утепления.
11. Ремонт специальной нефтегазопромысловой техники. Виды ремонта
Ремонт специальной техники представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий, проводимых для обеспечения работоспособности и исправности спецагрегатов в течение всего срока их службы, при соблюдении заданных условий и режимов эксплуатации.
При организации ремонта импортной спецтехники следует руководствоваться требованиями ремонтной документации фирм-изготовителей спецтехники, а также постовыми картами текущего ремонта спецагрегатов.
Ремонт, в соответствии с назначением, характером и объемом выполняемых работ, разделяется на текущий и капитальный.
Текущий ремонт (ТР) предназначен для обеспечения работоспособного состояния спецтехники с восстановлением или заменой отдельных агрегатов, узлов и деталей, достигших предельно-допустимого состояния.
Капитальный ремонт (КР) спецтехники предназначен для восстановления ее исправности и близкого к полному восстановлению ресурса. Направление спецтехники и ее агрегатов в капитальный ремонт производится при достижении спецтехникой установленной наработки с начала эксплуатации или последнего капитального ремонта.
Капитальный ремонт спецтехники ее агрегатов и узлов производится на специализированных ремонтных предприятиях, как правило, обезличенным методом, предусматривающий полную pазборку объекта ремонта, дефектацию или замену составных частей, сборку, регулировку, испытание.
Значительную часть ТР выполняют агрегатным методом, т.е. путем замены вышедших из строя составных частей новыми или ранее отремонтированными, если восстановление их работоспособности не обеспечивается путем текущего ремонта.
Диагностирование специальной техники проводят для опреде ления уровня показателей ее эксплуатационных свойств: мощ ности, топливной экономичности, безопасности движения и влия ния на окружающую среду. Выявив снижение этих показателей по сравнению с установленными нормами, проводят углубленное диагностирование, определяют конкретные неисправности, регу лируют механизмы и выполняют заключительный контроль.
Диагностика является составной частью планово-предупредительной системы 'ГО и ТР, проводился с целью определения и прогнозирования технического состояния спецтехники, ее узлов и агрегатов без разборки.
Диагностика это совокупность мероприятий в системе ТО и ТР для получения информации о состоянии агрегатов с целью определения необходимого объема работ по ТО и ТР, управления своевременностью и качеством ТО и ТР и прогнозирования их ресурса.
При ТО и ТР спецтехники должны выполняться следующие виды технического диагностирования:
при ежедневном техническом обслуживании ДЕО;
при первом техническом обслуживании ДТО-1;
при втором техническом обслуживании Д ТО_2;
при третьем техническом обслуживании Д ТО-3;
при сезонном техническом обслуживании ДСО;
при определении потребности aгpeгата в текущем ремонте с ДТР;
при проверке качества ТО и ТР Д ОТК.
Содержание и последовательность выполнения работ при каждом виде диагностирования и требования к ним должны указываться в технической документации на диагностирование. Полный перечень регламентных работ, выполняемых при каждом виде диагностирования отражается в техническом описании и инструкции по эксплуатации спецтехники.
Техническое диагностирование в зависимости от вида имеет следующее целевое назначение:
Д ЕО -определение готовности машины к выполнению задания на смену;
Д ТО-1 — определение технического состояния вспомогательных систем двигателя;
Д То-2- определение технического состояния механизмов, влияющих на безотказность агрегата и экономичность работы двигателя;
ДТо-з — определение технического состояния спецагрегата в целом.
Д со — определение готовности агрегата к осенне-зимним и весенне-летним условиям эксплуатации;
Организация технического диагностирования спецтехники включает следующие мероприятия:
выбор средств технического диагностирования и способа их использования;
обеспечение технической документацией всего процесса технического диагностирования агрегатов, ведение учетной документации;
подбор персонала службы диагностирования.
Всем видам диагностирования, кроме ДЕО, должны предшествовать подготовительные работы технического обслуживания для обеспечения высокого качества и сокращения сроков выполнения диагностирования.
Диагностирование проводится с помощью встроенных контрольно-измерительных приборов, а также осмотром, прослушиванием и опробованием в работе проверяемых составных частей.
13. ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНИКИ
Предприятия, на балансе которых находится спецтехника, должны разрабатывать:
а) годовые планы ТО и ТР спецтехники;
б) месячные планы-графики ТО и ТР спецтехники;
Годовым планом ТО и ТР определяется число плановых ТО и ремонтов по каждому спецагрегату, находящемуся на балансе соответствующего предприятия.
Годовой план ТО и ТР спецтехники является основанием для расчета потребности в материальных и трудовых ресурсах при разработке производственных планов.
Исходными данными для разработки годового плана служат:
а) данные о фактической наработке в км (мч) на начало планируемого года со времени проведения КР и ТО-3 (ТО-2) или с начала эксплуатации;
б) планируемая наработка спецагрегата на год в км (мч) – определяется умножением планируемого числа рабочего времени агрегата в течение года на коэффициент внутрисменного использования;
в) потребность в замене узлов и агрегатов является дополнением к планам-графикам проведения ремонтов и технических воздействий и представляет собой план материально-технического обеспечения парка машин узлами в период его эксплуатации.
Техническое обслуживание и ремонт нефтепромысловой техники в УТТ осуществляется следующим образом:
Производственно-технический отдел составляет исходные документы для постановки подвижного состава на ТО и ТР. Техническое обслуживание верхнего оборудования совмещается с обслуживанием автомобиля.
Документы составляемые ПТО:
1.Месячный план-график, выделенный по колоннам, бригадам.
2.Распоряжение на ТО-1.ТО-2 по колоннам, бригадам.
3.Направление на ТО-1, ТО-2 по каждой машине на каждый день.
Планирование работы бригад значительно затруднено в связи с изменением содержания и трудоемкости работ в результате изменения величины пробега (наработки) с начала эксплуатации, среднесуточной наработки, условий эксплуатации и т. д.
Однако без установления плановых величин невозможно оценивать результаты работы, нельзя повысить трудовую активность производственного персонала и решить стоящие перед производством задачи по снижению затрат и простоев бригад подземного и капитального ремонта скважин.
В связи с этим была определена необходимая документация для планирования работы бригад:
1. Строится график затрат на техническое обслуживание и ремонт в зависимости от наработки (ежемесячно, годовой).
2.Устанавливаются планируемые величины простоев и затрат на техническое обслуживание и ремонт подъемных агрегатов.
3.Составляется месячный план-график технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта по каждому из подъемных агрегатов.
4.Выдается распоряжение на техническое обслуживание по каждому агрегату.
Так же была определена документация для выполнения внепланового (заявочного) ремонта, с целью выявления закономерностей и влияния внешних факторов на их техническое состояние:
1.Журнал регистрации заявок.
2.Наряд-задание на выполнение заявок.
3.Журнал учета простоев и связанных с этим затрат.
Затраты на бригаду планируются по месяцам года, а простои подъемных агрегатов - по дням. При определении плановых величин вначале принимают удельные величины на год. Затем на основе имеющихся данных и опыта устанавливают удельные величины по кварталам, месяцам и дням. Далее, зная удельные величины и плановый пробег (наработку) агрегатов на следующий год, определяют все абсолютные величины и фиксируют их.
Таким образом, планирование величин по кварталам, месяцам и дням осуществляется на основании принятой величины на год, т. е. планирование величин по различным периодам года производится из расчета плановых величин на год. На первоначальном этапе фактические простои подъемников в ремонте сравниваются с “Расчетом нормативного времени простоя бригад ПРС, КРС при техническом обслуживании и ремонте работающего в бригаде подъемного агрегата” направленного УТТ СТ и АД для выработки оптимальных норм времени простоя агрегата при том или ином виде отказа применительно к нашим условиям эксплуатации.
Организация работы бригад согласно план-графика.
Производственно-технический отдел делает анализ накопленной информации и строит график затрат на техническое обслуживание и ремонт в зависимости от наработки с целью определения оптимальной периодичности технических воздействий для наших условий эксплуатации. Далее на основе проведенных исследований планируются величины простоев и затрат. И после этого разрабатывается месячный план-график технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта по каждому подъемному агрегату. План-график передается к 1 числу каждого месяца в автоколонну, РММ. Ежедневное распоряжение на ТО передается в отдел эксплуатации, РММ. Ежедневное направление на техническое обслуживание передается в ОЭ, которое фиксируется и передается вместе с путевым листом машинисту за три дня не зависимо от вида технического обслуживания.
Месячный план-график составляется на основании пробега (наработки) и передается к 1 числу каждого месяца в автоколонну, РММ. Ежедневные распоряжения на ТО передаются в ОТК, РММ, ОЭ. Ежедневные направления на ТО передаются в ОТК (на ТО-1 за день до обслуживания, на ТО-2 за два дня до обслуживания).
Исходными материалами при составлении плана-графика потребности в замене агрегатов и узлов являются:
а) годовой план наработки спецтехники данной марки в целом и помесячно нарастающим итогом;
б) коэффициенты охвата капитальным ремонтом агрегатов и узлов спецтехники, приведенных к 50000 км (1000 мч) наработки, введены как норматив для удобства планирования.
Коэффициент охвата капитальным ремонтом – это величина, характеризующая среднее количество агрегатов, которые исчерпывают ресурс и требуют капитального ремонта при наработке равной 50000 км (1000 мч).
Годовой и месячные планы ТО и ТР спецтехники утверждаются главным инженером организации.
Месячным планом-графиком ТО и ТР должны устанавливаться дата постановки каждого спецагрегата на ТО или ТР и продолжительность (в днях) его простоя.
14.ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ СПЕЦИАЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
Техническое обслуживание и ремонт нефтепромысловой спецтехники выполняются на месте работы машин или в стационарных условиях. Капитальный ремонт машин и отдельных их агрегатов производится на ремонтно-механических заводах (РМЗ) или центральных базах производственного обслуживания (ЦБПО). В цехах ЦБПО и РМЗ ведется также ремонт и изготовление новых запасных частей оборудования. Каждая организация, содержащая и эксплуатирующая специальную нефтепромысловую технику, должна располагать ремонтно-эксплуатационной базой, позволяющей выполнять комплекс работ по техническому обслуживанию и ремонту спецтехники в полном соответствии с настоящим Положением, а также требованиями, содержащимися в эксплуатационной документации заводов-изготовителей машин.
Формы организации технического обслуживания и текущего ремонта определяются видом выполняемых работ. При строительстве, эксплуатации и ремонте скважин значительное количество машин работает на больших расстояниях от эксплуатационной базы, в связи с этим можно выделить четыре способа организации ремонта и технического обслуживания спецтехники: на месторождении, в управлении технологического транспорта (УТТ), в ЦБПО и на базе производственного обслуживания (БПО).
База производственного обслуживания организуется в случае значительной удаленности УТТ от месторождения и представляет собой площадку, оборудованную стоянками, средствами подогрева машин, средствами заправки и смазки машин, навесами и теплыми боксами для производства работ и хранения техники и материалов, передвижными ремонтными мастерскими, вагончиками для временного проживания и бытового обслуживания рабочих и инженерно-технических работников.
Для выполнения ТО и ремонта БПО комплектуется необходимым оборудованием, а также автомобильным краном грузоподъемностью 5-7 тонн, гидравлическими домкратами грузоподъемностью 5-10 тонн. Для хозяйственных перевозок, доставки узлов и агрегатов в БПО должен быть предусмотрен автомобиль.
Для технического обслуживания спецтехники, работающих на рассредоточенных удаленных кустах месторождений целесообразно применять передвижные ремонтные мастерские (ПРМ).
При небольшой удаленности месторождений от ремонтной базы УТТ спецтехнику, требующую технического обслуживания или крупного либо среднего ремонта, следует доставлять в УТТ или ЦБПО.
Во всех случаях техническую эксплуатацию спецтехники рекомендуется организовывать по следующей схеме:
а) ЕО и плановое ТО-1 выполняется машинистом на месте работы машины, при этом контроль за его выполнением осуществляет механик;
б) плановое ТО-2 подъемных, цементировочных и других агрегатов, в зависимости от удаленности, выполняется ПРМ или в УТТ;
в) плановое ТО-2 мобильных машин осуществляется в зоне технического обслуживания УТТ;
г) техническое обслуживание ТО-3 и СО выполняется в зоне технического обслуживания УТТ на постах, оборудованных необходимыми средствами;
д) заявочный и сопутствующие ТО ремонты спецтехники выполняются в том же порядке и теми же средствами, как указано в пунктах а-б. Если при ТО необходимо выполнить значительные объемы ремонтных работ (замена агрегатов, ремонт деталей с использованием механического и кузнечного оборудования), на место выезжает специальная ПРМ;
е) текущий ремонт маломобильной спецтехники выполняется в УТТ (ЦБПО) в зоне ремонта агрегатно-узловым методом.
При агрегатно-узловом методе вместо сложного ремонта любого вида агрегатов машины производится только замена неисправных узлов и агрегатов новыми или заранее отремонтированными. С этой целью в УТТ (ЦБПО) создается неснижаемый (оборотный) фонд агрегатов, узлов и деталей. Замену узлов и агрегатов производят непосредственно в зоне эксплуатации спецтехники, либо в УТТ (ЦБПО).Неисправные узлы и агрегат направляются на ремонт в мастерские или на ремонтные предприятия.
Порядок проведения технического обслуживания.
На основании месячного графика технического обслуживания контролер ОТК производит осмотр машин, подлежащих техническому воздействию, и выписывает направление на ТО. Направления передаются диспетчеру ОЭ.
При производстве ТО-1
При получении направления на ТО-1 диспетчер ОЭ производит запись в путевом листе “ТО-1” и выдает водителю направление и путевой лист. После прохождения обслуживания, направление с отметкой ОТК и РММ о выполнении обслуживания сдается водителем диспетчеру ОЭ. При отсутствии отмеченного направления следующий путевой лист не выдается.
При производстве ТО-2 и Р.
При получении направления на ТО-2 диспетчер ОЭ не производит выдачу путевого листа водителю. Водителю выдается направление на обслуживание и направляется в РММ для производства работ. На основании направления на ТО и Р диспетчер РММ выписывает ремонтный лист с указанием перечня необходимых работ. Перечень сопутствующего ремонта определяется службой ОТК и заносится в направление на ТО. После прохождения обслуживания ремонтный лист подписывается контролером ОТК и диспетчером РММ. На основании оформленного ремонтного листа диспетчер ОЭ выдает водителю путевой лист на линию.
При производстве неплановых ремонтов.
При возвращении с линии водитель сообщает контролеру ОТК о замеченных неисправностях и после осмотра автомашины контролером получает от него направление на ремонт в РММ и сообщает о сходе машины с линии в ОЭ и в РММ. Остальные операции, как при производстве ТО-2. Порядок прохождения СО аналогичен прохождению ТО-2. При прохождении ремонта или обслуживания в РММ водитель обязан проходить медицинский контроль с отметкой в ремонтном листе.
Организация работы бригад при выполнении текущего (заявочного) ремонта.
При возникновении отказа машинист подъемника передает по рации заявку на устранение отказа начальнику смены, который принимает решение о направлении резервного подъемника или организует работу бригады по устранению отказа. Заявка фиксируется в журнале регистрации заявок, на основании, которого начальником смены выдается наряд-задание на устранение отказа. После устранения отказа в наряде ставится подпись мастера (бригадира) о запуске подъемника в работу. После возвращения на базу наряд-задание подписывается начальником смены и на основании этого наряда заполняется журнал учета простоев и связанных с этим затрат.
Своевременное и качественное выполнение технических обслуживаний и ремонтов специальной нефтепромысловой техники достигается заблаговременной инженерно-технологической подготовкой производства указанных работ, включающей:
обеспечение эксплуатационной и ремонтной документацией;
оснащение технологических процессов ТО и ремонта специальным оборудованием, оснасткой и инструментом для механизации работ;
организацию материально-технического обеспечения работ необходимыми запасными частями, металлом, комплектующими изделиями и ремонтно-эксплуатационными материалами;
подготовку и повышение квалификации машинистов и рабочих, занятых техническим обслуживанием и ремонтом;
контроль качества выполнения работ по ТО и ремонту применительно к требованиям ремонтно-эксплуатационной документации.
При проведении технического обслуживания и ремонта специальной нефтепромысловой техники как на местах их использования, так и в мастерских УТТ (ЦБПО), необходимо осуществлять меры по предохранению окружающей среды (земли, воздушного пространства, водного бассейна) от загрязнений. Не допускается слив отработавшего масла, рабочих жидкостей и других нефтепродуктов, а также моющих составов на землю и в водные бассейны; сжигание использованных обтирочных материалов и нефтепродуктов; эксплуатация двигателей, в выхлопных газах которых двуокись углерода содержится выше установленных норм.
Отработавшие нефтепродукты при их замене должны собираться в тару и сдаваться на нефтебазы для их регенерации
15. УЧЕТ И КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
Предприятия, на балансе которых закреплены спецагрегаты, должны вести систематический учет проведенных технических обслуживаний, текущих ремонтов и других данных, предусмотренных формулярами агрегатов.
Журналы учета наработки ведутся механиками эксплуатационных участков по каждому спецагрегату. Наработка определяется по показаниям счетчиков. Данные наработки заносятся в журнал за 3-4 дня до проведения очередного ТО, на день проведения ТО и в конце каждого месяца. Механики ежемесячно проводят контрольные проверки по наработке и передают их в производственно-технический отдел нефтегазопромыслового подразделения.
Производственно-технический отдел на основании ежемесячных контрольных проверок по наработке корректирует и уточняет время постановки машин на ТО, а также извещает об этом подразделениям, непосредственно эксплуатирующие спецтехнику. Данные о наработке каждого агрегата за месяц (разность между наработками на конец и начало месяца с начала эксплуатации) из указанного выше журнала должны заноситься в паспорт соответствующего агрегата.
Учет мероприятий, выполненных по ТО и устранению неисправностей, ведется в специальных журналах мастером или механиком обслуживающих и ремонтных участков соответственно.
Заполненные журналы в конце каждого месяца сдаются в производственно-технический отдел и содержащиеся в них записи выполненных работ по отдельным машинам вносятся в формуляр (паспорт) соответствующего агрегата.
Контроль над соблюдением установленных сроков постановки агрегатов на ТО и их продолжительности осуществляет механик подразделения.
Приемка агрегатов после проведения ТО и ТР производится водителем-оператором и механиком эксплуатационного участка, за которым он закреплен.
Учет расхода запчастей и материалов во время ТО и ТР ведется в карточке расхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание и ремонт.
На грузоподъемное оборудование и оборудование, работающее под давлением, составляются графики технического освидетельствования. Графики составляются отдельно на оборудование, подконтрольное органам Госгортехнадзора, и оборудование, не подлежащее контролю.
Графики составляются службой главного механика и утверждаются главным инженером предприятия.
Журнал ведется службой главного механика предприятия. Журнал учета наличия и движения спецагрегатов ведется в целях контролирования комплектности, времени ввода в эксплуатацию и места эксплуатации спецагрегата. Оборудование группируется по маркам, на каждую марку отводится количество страниц с учетом поступления спецагрегатов в последние 3-5 лет. Ведется службой главного механика предприятия.
Ведение учетной документации возлагается на ответственное лицо, назначенное приказом по предприятию.
16. КОРРЕКТИРОВАНИЕ НОРМАТИВОВ ТО И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
При работе подвижного состава в условиях, отличающихся от нормативных техническое обслуживание и ремонт, производится с учетом конкретных условий эксплуатации. При этом учитываются такие показатели как:
категория условий эксплуатации;
климатические условия эксплуатации;,
наработка с начала эксплуатации;
размер УТТ и количество технологически совместимых групп спецтехники;
место проведения технического обслуживания и ремонта;
глубина скважины;
диаметр насосно-компрессорных труб;
время работы на максимальном давлении;
тип верхнего слоя грунта скважины.
Корректирование производится путем изменения:
количественного значения нормативов технического обслуживания и ремонта;
перечня операций технического обслуживания;
соотношения между объемами работ технического обслуживания и текущего ремонта за счет включения в техническое обслуживание характерных, часто повторяющихся операций текущего ремонта.
Корректирование нормативов производится для серийных моделей автомобилей, в конструкции которых не учтены специфические особенности работы в данных районах.
Районирование территории России по природно-климатическим условиям приведено в Положении о ТО и Р подвижного состава автомобильного транспорта.
Корректирование нормативов технического обслуживания и ремонта в зависимости от условий эксплуатации осуществляется в соответствии с их классификацией, которая включает пять категорий условий эксплуатации.
Категория условий эксплуатации характеризуется типом дорожного покрытия (Д), типом рельефа местности (Р), по которой пролегает дорога, и условиями движения.
Нормативы, регламентирующие техническое обслуживание и ремонт спецтехники, корректируются с помощью коэффициентов, приведенных ниже, в зависимости от:
условий эксплуатации техники –К1;
природно-климатических условий –К3;
пробега с начала эксплуатации –К4 и К'4;
размеров УТТ и количества технологически совместимых групп –К5;
Исходный коэффициент корректирования, равный 1,0, принимается для эталонных условий
Результирующий коэффициент корректирования нормативов получается перемножением отдельных коэффициентов:
периодичность ТО –К1xК3;
пробег до капитального ремонта –К1xК2xК3;
трудоемкость ТО –К2xК5;
расход запасных частей –К1xК2xК3;
Корректирование периодичности ТО подъемных агрегатов
производится по формуле:
ТТО=ТТОЭк6к7,
где ТОТОЭ - оптимальная периодичность ТО-2 для условий эксплуатации, маш.-ч;
к6 – коэффициент, учитывающий глубину спуска насосного оборудования;
к7 – коэффициент, учитывающий содержание глины и аргиллитов в составе пород разреза.
17. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМАТИВОВ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ, ЗАНЯТЫХ ТЕХНИЧЕСКИМ ОБСЛУЖИВАНИЕМ И РЕМОНТОМ СПЕЦИАЛЬНОЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНИКИ
Нормативы численности по каждому виду работ (крепежные, сварочные и т.д.) или профессии определяются по формуле
где NР –норматив численности, чел.;
TР –трудоемкость на 10,0 млн. км пробега (20000 мч), чел.-ч;
ФР –фонд рабочего времени соответствующей специальности, профессии, ч.
Нормативы численности рабочих по профессиям для выполнения всех видов технического обслуживания и текущего ремонта спецтехники на 10,0 млн. км пробег (20000 мч) определяется по формуле
Для разработки нормативов трудоемкости на 10,0 млн. км пробег (20000 мч) (ТР) устанавливается количество ЕО, ТО-1, ТО-2, ТР, приходящиеся на указанный пробег.
Количество ТО и ТР определяется в соответствии с периодичностью технического обслуживания спецтехники в следующем порядке:
1) количество капитальных ремонтов спецагрегатов РК:
где КМ –10,0 млн. км (20000 мч);
КН –норма пробега до капитального ремонта;
2) количество ТО-2 РТО-2:
где КТО-2-периодичность второго технического обслуживания;
3) количество ТО-1 РТО-1:
где КТО-1-периодичность первого технического обслуживания;
4) количество ежедневных технических обслуживаний подсчитывается как частное от деления заданного пробега (10,0 млн. км) или наработки (20000 мч) на среднесуточные пробег или наработку единицы спецтехники;
5) условное количество текущих ремонтов определяется путем деления заданного пробега (наработки) на нормативный пробег (наработку).
Нормативы трудоемкости на 10,0 млн. км пробега рассчитываются путем умножения нормативов трудоемкости одного ТО и ТР на 1000 км пробега (20 мч наработки) на расчетное количество ТО и ТР.
Затем определяют нормативы численности рабочих по видам ТО и ТР спецтехники на 10,0млн. км пробега (20000 мч наработки) из расчета планового годового фонда рабочего времени.
19. Общие сведения о скважинах. Способы эксплуатации скважин
Процесс эксплуатации нефтяных и газовых место рождений заключается в обеспечении подъема продукции пласта (нефть, газ, пластовая вода и их смеси) с глубины залегания на поверхность земли. Основным объектом любого месторождения является скважина. Скважиной называется вертикальная или наклонно направленная цилиндрическая горная выработка, соединяющая по верхность земли с продуктивным пластом месторожде ния. Скважина образует канал для подъема продукции из пласта на поверхность.
Начало скважины на поверхности называется усть ем, боковая поверхность - стволом, дно скважины - за боем. Расстояние от устья по оси ствола до забоя назы вается длиной скважины, а расстояние от устья до забоя по проекции оси скважины на вертикаль - глубиной скважины.
Основным способом строительства скважины явля ется разбуривание земной поверхности при помощи бу ровой техники и оборудования. При бурении скважины для укрепления ее стенок от разрушения, обвалов в нее опускают металлические трубы, получившие название обсадные. Скважина представляет собой цилиндрический ступенчатый канал, сужающийся книзу. По глубине скважина распределяется на участки, имею щие специальные названия: направление, кондуктор, промежуточная колонна, эксплуатационная колон на.
Направление - начальный участок скважины глубиной 4-8 метров. Этот участок обсаживается трубой максимального диаметра. Пространство между стенками породы и трубой заполняют бутовыми камнями и зали вают цементным раствором. Этот участок обеспечивает устойчивость самого верхнего участка скважины, лежа щего в зоне легкоразмываемых пород.
Кондуктор- участок, пробуриваемый за на правлением диаметром до 900 мм, глубиной от 50 до 400 метров. Этот участок закрепляют обсадной трубой. Про странство между стенкой скважины и наружной поверх ностью обсадной трубы заливают цементным раствором под давлением для разобщения слабых (пористых) пла стов со скважиной.
Промежуточная колонна - участок, пробуриваемый за кондуктором диаметром меньшим, чем диаметр обсадной колонны кондуктора и закрепляемый обсадными трубами с последующей цементацией затрубного пространства под давлением. В скважине в зависи мости от ее глубины, вида горной породы и других фак торов может быть различное число промежуточных ко лонн. Тогда эти колонны обсадных труб соответственно называют первой промежуточной колонной, второй промежуточной колонной и т.д.
Зазор между стенкой скважины и наружной поверх ностью каждой промежуточной обсадной колонны за полняют цементным раствором не на полную высоту колонны. Число промежуточных колонн может доходить до трех и даже четырех.
Эксплуатационная колонна - участок, последний (нижний) участок скважины, обсажен ный трубами меньшего диаметра, чем последняя проме жуточная колонна. Пространство между стенкой эксплуа тационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором на определенную высоту. Цемен тация скважины осуществляется специальной техникой, обеспечивающей подготовку жидкого цементного раство ра и непрерывную его закачку в скважину под давлени ем.
Скважины бывают одноколонной, двухколонной, трехколонной конструкции. При одноколонной конструкции в скважину опускают только эксплуатационную колонну, а промежуточные колонны отсутствуют. При наличии промежуточной и эксплуата ционной колонн скважина имеет двухколонную конструкцию, при наличии двух промежуточ ных и одной эксплуатационной - трехко лонную конструкцию.
Обустройство забоя скважины
Скважина с зацементированной обсадной колонной для соединения ее внутренней поверхности с продуктив ным пластом подвергается перфорации.
Перфорация скважины - создание радиальных от верстий в цилиндрической поверхности обсадных труб и цементном камне в зоне расположения продуктивного пласта. Через полученные в процессе перфорации ради альные отверстия продукция поступает из пласта внутрь скважины и по ней может подниматься на поверхность.
В зависимости от назначения скважины можно подразделить на две группы: поисково-разведочные и эксплуатационные.
Группа поисково-разведочных скважин включает скважины следующих категорий: опорные, параметриче ские, поисковые, разведочные. Назначение этой группы скважин - получение фактических данных о структуре залегания горных пород, оценке запасов месторождений, сведений по разработке проектов месторождений. Группа эксплуатационных скважин включает скважины двух категорий: добывающие и нагнетательные.
Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания воды или газа с поверхности в продук тивные пласты на месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления. Использование на гнетательных скважин позволяет продлить фонтанную эксплуатацию нефтедобывающих скважин.
Самым массовым видом скважин на месторождениях являются добывающие скважины. Число их на месторож дениях во много раз превосходит скважины других видов.
Добывающие скважины предназначены для промышленного подъема (извлечения) нефти и газа из продуктивных пластов. Добывающие скважины по роду извлекаемой продукции подразделяются на нефтяные и газовые.
Добывающие нефтяные скважины в зависимости от способа эксплуатации подразделяются на фонтанные, газлифтные, глубинно-насосные.
Глубинно-насосные скважины по типу спускаемого в них погружного насоса принято подразделять:
на скважины, эксплуатируемые установкой штанго вого скважинного насоса (УШСН);
скважины, эксплуатируемые погружными электро центробежными насосами (УЭЦН); электровинтовыми насосами (УЭВН);
скважины, эксплуатируемые погружными гидро поршневыми насосами (УГГШ).
Наибольшее распространение среди глубинно-насосных скважин получили скважины, эксплуатируемые УШСН. Число их составляет около 70% всех глубинно-насосных скважин в нашей стране.
Фонтанная скважина. Фонтанной скважиной называется добывающая скважина, в которой подъем нефти от забоя до устья осуществляется за счет естественной энергии продук тивного пласта. Эксплуатация такой скважины является наиболее экономически выгодной. Объясняется это тем, что обустройство скважины ввиду простоты конструкции требует минимальных затрат и не требует дополнитель ных затрат энергии на подъем нефти.
Фонтанная скважина отличается от скважины, закон ченной бурением, следующими особенностями. Для обеспе чения подъема нефти в обсадную колонну спускают спе циальную колонну труб, получивших название насосно-компрессорных (НКТ). Колонна НКТ подвешивается на специальном устьевом оборудовании скважины, полу чившим название фонтанной арматуры. Фон танная арматура устанавливается на устье скважины. Она служит для подвески колонны НКТ, спущенных в скважи ну, герметизации устья скважины, направления добытой нефти в наземные трубопроводы и регулирования режима эксплуатации скважины.
Колонна НКТ является каналом для подъема нефти от забоя скважины до устья. Спуск и подъем колонны НКТ осуществляются спе циальной техникой, получившей название эксплуатацион ных подъемников и подъемных агрегатов.
Фонтанная арматура представляет собой сталь ные толстостенные трубные конструкции, тройники, кре стовины и запорные устройства, соединяемые между собой посредством фланцевых болтовых.
Скважина, эксплуатируемая установкой штангового скважинного насоса. Установка штангового скважинного насоса представляет собой скважину, в которую на колонне НКТ спущен глубинный насос объемного действия с возвратно-поступательным движением плунжера. Плунжер насоса колонной стальных штанг, размещенных внутри колонны НКТ, соединен с наземным приводом, установ ленным на поверхности земли около устья скважины. На земный привод через колонну штанг передает возвратно-поступательное движение плунжеру скважинного насоса, в результате чего насос добываемую нефть по колонне НКТ подает на поверхность.
Устьевое оборудование такой скважины обеспечивает
подвеску в скважине колонны НКТ, направление добытой
нефти в наземный трубопровод и герметизацию верхней
части колонны штанг, соединенной с наземным приводом.
В качестве наземного привода УШСН широкое распростра нение получил механический привод, названный стан ком-качалкой.
Станок-качалка представляет собой кривошипно-коромысловый механизм одностороннего действий, преоб разующий вращательное движение точки подвеса штанг. Конструктивно станок-качалка состоит из рамы с верти кальной стойкой, на которой подвижно установлен балан сир (коромысло). К переднему плечу балансира (со стороны устья скважины) на канатной подвеске крепится верхний конец колонны штанг, спущенных в скважину и передаю щих возвратно-поступательное движение плунжеру скважинного насоса.
Для обслуживания и ремонта станков-качалок исполь зуется специальная техника, получившая название агрегатов наземного ремонта.
Скважина, эксплуатируемая установкой погружного электроцентробежного насоса.
Установка погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН) представляет собой нефтедобывающую скважину, в которую на колонне НКТ под уровень нефти спущен погружной насосный агрегат, состоящий из много ступенчатого скважинного насоса и погружного электро двигателя, получившего название ЭЦН.
Штанговые скважинные насосы -малогабаритные плунжерные насосы объемного действия, имеющие цилиндрическую наружную поверхность диамет рами от 48,2 до 114 мм, длину цилиндров от 2 до 7 м. Спуск и подъем насосов в скважины осуществляют на колонне НКТ или колонне штанг в зависимости от модели скважинного насоса.
Штанги насосные предназначены для пере дачи возвратно-поступательного движения от наземного привода к штанговому скважинному насосу, установленно му в скважине. Штанги между собой соединяются на резь бовых муфтах, образуя штанговую колонну. Для транспортировки штанг на промысле используются специальные агрегаты перевозки штанг (АПШ). Спуск и подъем штанг в скважину осуществляют подъемники, ис пользуемые для работы с НКТ.
Скважина, эксплуатируемая установкой электровинтовых насосов
Установка погружного электровинтового насоса пред назначена для добычи нефти повышенной вязкости и газо содержания. Отличительной особенностью УЭВН является наличие в погружном насосном агрегате винтового одно- или двух секционного насоса (вместо многоступенчатого центробеж ного), приводимого в работу погружным тихоходным элек тродвигателем. Наземное энергетическое оборудование станции управ ления, автотрансформатор, кабельные линии и кабель скважинных установок винтовых электронасосов идентичны применяемым для УЭЦН.
Скважина, эксплуатируемая установкой " погружного гидропоршневого насосного агрегата.
Установка погружного гидропоршневого насосного агрегата (УГПН) представляет собой скважину, в ко торой внутри колонны насосно-компрессорных труб, в нижней ее части, размещен гидропоршневой насосный агрегат. Устьевое оборудование посредством наземных трубопроводов соеди нено с наземным оборудованием установки.
В качестве рабочей жидкости используется сырая нефть из скважины предварительно очищенная от механи ческих примесей. Принцип действия установки основан на использовании потока рабочей жидкости в качестве носите ля энергии к погружному гидропоршневому насосному аг регату, установленному на забое нефтедобывающей скважи ны.
Газлифтная скважина. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин - способ механизированной добычи, при котором жидкость из скважины поднимается на поверхность за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Если в качестве нагнетаемого газа используется воздух, скважина называется эрлифтной, если нефтяной -газлифтной. В практике нефтедобычи в основном используется газлифтный способ, так как при закачке воздуха в нефтяную скважину ухудшается качество добываемой нефти и усили ваются окислительные процессы со скважинным оборудова нием.
Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффек тивно эксплуатировать наклонно-направленные скважины с высокой температурой, с большим содержанием газа, песка, воды в продукции скважины.
20. Специальная нефтегазопромысловая техника. Классификация, виды работ, выполняемые спецтехникой.
Специальная техника, используемая в нефтегазодобыче – это сложный механизм, состоящий из базового автомобиля (гусеничного или колесного трактора) и навесного оборудования.
Автомобиль – сложная самоходная машина, приводимая в движение установленным на ней двигателем и состоящая из совокупности механизмов и систем. Автомобиль состоит из трех составных частей: двигателя, шасси, кабины.
В КАЧЕСТВЕ СИЛОВЫХ АГРЕГАТОВ СПЕЦИАЛЬНОЙ АВТОТРАКТОРНОЙ ТЕХНИКИ ИСПОЛЬЗУЮТСЯ ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДИЗЕЛЬНЫЕ ДВИГАТЕЛИ ВНУТРЕННОГО СГОРАНИЯ С ВНЕШНИМ СМЕСЕОБРАЗОВАНИЕМ И ВОСПЛАМЕНЕНИЕМ ОТ СЖАТИЯ.
Классификация специальной нефтегазопромысловой техники
В соответствии с существующими способами эксплуатации и технологическими процессами проведения ремонтных работ специальная техника и оборудование могут быть сгруппированы по следующим типам:
- оборудование, применяемое для выполнения подъемных работ на скважинах ( А-50, АзИНМАШ, АПРС, Кардвелл КВ-21)
- насосные агрегаты (ЦА-320А, АНЦ, УНБЭ, УНБ, УНЦ)
-компрессорные установки (СД-9/101, ДКС-7/200А,)
установки для исследования и проведения скважинных работ (АзИНМАШ-8А, ЛСВ, ЛСГ)
- смесительные установки (установки передвижные смесительные, установки для транспортировки тампонажных материалолв, пескосмесительные установки)
- агрегаты для механизации работ (ПАРС, АЗА, АПШ)
- автоцистерны (АЦН, ЦР И ДР)
Виды работ, выполняемые спецтехникой.
Добыча нефти и газа, ремонт скважин.
- поддержание, контроль и регулирование технологических параметров работы скважин и замерных установок – агрегат для технического обслуживания и обслуживания замерных установок (МОС, АЗУ);
- Исследование скважин – агрегат для исследования скважин (АзИНМАШ);
-текущий ремонт скважин (трактор-тягач, трейлер, ПАРС(агрегат для подготовительных работ), трубовоз (доставка штанг и т.д.), автоцистерна-АЦН, промывочный агрегат-УНЦ;
- производство спуско-наладочных работ – агрегат для текущего ремонта скважин А-50, АзИНМАШ, АПРС);
- ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, колонны труб – Паропередвижная установка, промывочный агрегат (ППУ, УН, АзИНМАШ);
-капитальный ремонт скважин – экскаватор (подготовительные работы), агрегат для депарафинизации скважин, автоциастерна (АДПМ, АЦН), доставка штанг (трубовоз), ремонтно-изоляциолнные работы ( цементировочный агрегат- ЦА, АНЦ, АУМ), кислотная обработка (автоциастерна);
- освоение скважин, прекративших фонтанирование – цементировочный агрегат, промывочный агрегат, автоцистерна паропередвижнгая машина и др.